重点推荐天然气板块投资机会，长期看好火电业绩反转及新能源消纳利好

根据发改委等多部门此前出台的《京津冀及周边地区2018-2019年秋冬季大气污染综合治理攻坚行动方案》，今年“2+26”城“双替代”目标362 万户，进入保供期之后月均消费量有望达到280 亿方以上，因此今冬我国天然气保供形势仍然较为紧张。此前中石油也制定了新的定价策略，进入保供期后非管制气中的非居民用气价格最高将上涨40%，重点推荐LNG 接收站即将投产、售气量有望持续高增长的深圳燃气以及在山西省拥有优质煤层气资源布局的蓝焰控股、新天然气。电力方面，我们判断电价调整的风险已经充分释放，火电企业盈利底部改善的趋势已经确立，重点推荐三季度业绩有望超预期的华电国际，建议重点关注华能国际。水电和新能源方面，我们重点推荐受益于汛期来水较好的高股息率高防御性的水电蓝筹长江电力及在建风电机组稳健增长、未来拓展空间广阔的福能股份。

18 年9 月电力及公用事业跑输大盘

18 年9 月份电力及公用事业指数上涨0.97%，而沪深300 指数上涨3.13%，电力及公用事业行业跑输大盘2.15 个百分点。年初至今电力及公用事业板块下跌了22.75%，沪深300 指数同期下跌了14.69%，电力及公用事业板块年初至今累计跑输大盘8.06 个百分点。分子板块看，9 月份火电板块，水电板块和燃气板块分别上涨2.69%，3.25%和9.28%。

发电量增速维持高增长，利用小时同比提升88 小时

1-8 月份，我国全社会发、用电量分别同比增长8.8%、7.3%，其中火电发电量33103 亿千瓦时，同比增长7.2％，增速与上年同期持平，水电发电量7159 亿千瓦时，同比增长4.7％，增速比上年同期提高6.8 个百分点。1-8 月份，全国发电设备累计平均利用小时2591 小时，比上年同期增加88 小时。其中火电设备平均利用小时为2939 小时，比上年同期增加145 小时，水电设备平均利用小时为2338 小时，比上年同期增加34 小时。1-8 月份，全国主要发电企业电源工程完成投资1302 亿元，同比下降10.9%。全国电网工程完成投资2803 亿元，同比下降13.7%。

天然气消费量持续高增长，LNG 进口占比扩大

2018 年8 月，我国完成天然气表观消费量232 亿立方米，比去年同期增长21.6%；1-8 月，全国累计天然气表观消费量达1804 亿立方米，同比增长18.2%。8 月，我国进口LNG 471 万吨，同比增长51.4%，进口管道气 306 万吨，同比增长21.38%。1-8 月，我国累计进口LNG 3263 万吨，同比增长47.8%，累计进口管道气2455 万吨，同比增长20.7%。我国进口LNG 在全部进口天然气中的占比同比进一步提升，今年1-8 月LNG 占比达到57.1%，与去年同期相比提升了5.0 个百分点。

重点公司报告汇总及行业动态点评

公司深度

福能股份：火电触底渐回暖，风电成长显峥嵘

福能股份系福建省国资委旗下区域发电龙头企业。公司主营热电联产及新能源发电，截至2018 年6 月，控股在运装机容量484.1 万千瓦，其中包括风力发电71.4 万千瓦、燃煤发电及热电联产255.61 万千瓦、天然气发电152.8 万千瓦、光伏发电4.29 万千瓦。2017 年得益于装机增长及来风较好，风电业务实现毛利6.45 亿元，同比增长32.4%，占公司发电业务毛利比重为56.4%，占比首次过半。而煤电及气电受制于燃料成本高位波动叠加气电相关政策调整，毛利润下滑明显。公司风火互济的经营格局已初步形成。

福建省受益于优质风资源及无弃风限电现象，其风电机组利用小时数远超全国平均水平，近年来均较全国平均水平高出800 小时左右。我们依据《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》测算，2020 年福建非水可再生能源电量需求为190 亿千瓦时，我们推算出其风电装机有望达到578 万千瓦，与福建省2020 年风电装机500 万千瓦的规划基本匹配，福建风电装机有望保持26.5%的复合增长率。福能股份坐拥优质风资源区，2017 年单位风电装机净利润高达729.1 元/千瓦（福能新能源口径），远高于其他可比上市公司。我们在合理假设下测算公司未来投产的陆上风电及海上风电的税后全投资收益率分别为10.1%和9.8%，高于行业内8%的平均收益率水平，在建风电机组的投产有望持续推动公司业绩的增长。

2017 年7 月福建省提高煤电标杆上网电价1.95 分/千瓦时，电价调整的翘尾因素叠加利用小时提升助力18年上半年鸿山热电实现净利润1.48 亿元，同比增长48.05%。我们认为公司热电业务经营较为稳健，有望受益于供热需求重新释放、煤价中枢下行及新增机组投产，盈利逐步改善。公司所属晋江气电为政策性调峰电厂，政府相关政策调整对其盈利有巨大影响。2018 年晋江气电气价、电价及替代电量政策均已落地，我们测算其毛利润有望回升至2.3 亿元，净利润回归1 亿元左右的合理水平。

由于公司风电装机增长迅速，而煤价中枢有望逐步下行，公司风电及火电利润均有望改善。假设公司未来在建工程按计划投产，在不考虑资产注入影响的情况下，我们预计，2018-2020 年公司归母净利润分别为11.14亿元、14.26 亿元、16.44 亿元，分别对应EPS 为0.72 元、0.92 元、1.06 元，维持“买入”评级。

行业要闻点评

《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》发布，天然气产供储销建设全面推进

9 月5 日，国务院发布《关于促进天然气协调稳定发展的若干意见》，指出我国天然气目前产供销体系还不完备，产业发展不平衡不充分问题仍然较为突出，我国应加快天然气产供储销体系建设，促进天然气协调稳定发展。

本次《意见》要求各油气企业全面增加国内勘探开发资金和工作量投入，到2020 年底前国内天然气产量应力争达到2000 亿立方米以上。2017 年，我国天然气产量为1473 亿方，我们预计2018 年将达到1559 亿方，同比增长5.7%，如果要在2020 年达到2000 亿方的目标，那么19-20 年年均复合增速有望提升至13.3%。同时，文件中还指出要严格执行油气勘查区块退出机制，全面实行区块竞争性出让，这一措施可以鼓励“三桶油“之外的投资主体进行天然气开发，进一步加快了国内天然气的增产进度。

对于国内非常规气开采，文件指出“研究将中央财政对非常规天然气补贴政策延续到‘十四五’时期，将致密气纳入补贴范围”。目前，我国中央层面对于非常规气中的煤层气给予0.3 元/方的补贴，同时对增值税部分实施即征即退。根据蓝焰控股2017 年的经营数据，公司全年实现营业利润3.92 亿元，其中煤层气抽采补贴与增值税退税占比达到50%以上，因此如果这一政策得以延续，煤层气行业整体盈利的持续性将进一步增强。

除了对国产气提出规划以外，本次《意见》还要求加快推动纳入环渤海地区LNG 储运体系实施方案的各项目落地实施，并“研究根据LNG 接收站实际接收量实行增值税按比例返还的政策”。根据我们此前的测算，如果假设LNG 购销价差在500 元/吨，年周转率100%的情况下，一座300 万吨的LNG 接收站净利润将达到6.5 亿元，如果对应的增值税全额返还，那么接收站盈利将增厚1 亿元。但是，具体返还比例还需政府层面出台更为详细的文件。

《意见》中进一步指出，我国应加快建立上下游天然气价格联动机制，落实好理顺居民用气门站价格方案，合理安排居民用气销售价格，降低过高的省级区域内输配价格，各地区要采取措施对城乡低收入群体给予适当补贴。根据文件中的指示，我国天然气上下游联动机制未来将逐步完善，再加上中游管输费有进一步降低的趋势，因此我们认为在今年冬季天然气门站价大概率上涨的情况下，下游城燃公司或将合理顺价，使其盈利能力能够保持稳定。

重点推荐深圳燃气、蓝焰控股、亚美能源

1）深圳燃气：深圳燃气立足于深圳，目前正逐步向全国其他地区进行布局。今年上半年，公司实现天然气销售量13.76 亿方，同比增长29.52%，今年全年我们预计公司售气量将达到29 亿方，同比增长30%左右。公司的LNG 接收站预计将于今年10-11 月投产，投入运营后每年将为公司带来2 亿元左右的利润，如果本次LNG接收站增值税退税政策最终能够落地，那么其业绩弹性将进一步提高。

2）蓝焰控股：蓝焰控股目前煤层气产能15 亿方/年，18 年上半年抽采量7.24 亿方，销售量3.52 亿方，17年全年的抽采补贴与增值税退税占营业利润比重达到50%以上，因此如果补贴政策能够延续，公司未来的盈利能力将得到保证。

3）亚美能源：亚美能源目前拥有潘庄、马必两大煤层气区块，其中潘庄区块设计产能5 亿方，马必区块仍处于试生产期，其一期项目设计产能10 亿方。2017 年，公司获得的补贴合计为1.94 亿元，占营业利润的比重达到60%，补贴政策延续后，亚美能源这部分的盈利也将保持稳定。

山东电价新政：自备电厂成本提升，统调火电利大于弊

近日山东省物价局发布《关于降低一般工商业电价及有关事项的通知》及《关于完善自备电厂价格政策的通知》，涉及降低一般工商业电价等多重事项。在降低电价方面，文件要求山东电网工商业及其它用电单一制电价及输配电价，7 月1 日起每千瓦时降低0.0276 元（含税，下同），9 月1 日起再降低0.0286 元；随电价征收的国家重大水利工程建设基金标准，降至每千瓦时0.0039 元；进一步推进上网侧同网同价改革，省内燃煤发电机组现行电价高于燃煤标杆电价0.011 元及以上的，上网电价每千瓦时降低0.011 元；高于燃煤标杆电价0.011 元以下的，降至燃煤标杆电价。

在自备电厂政策调整方面，文件要求自备电厂企业应按自发自用电量缴纳政策性交叉补贴0.1016 元/千瓦时，2018 年7 月1 日-2019 年12 月31 日作为过渡期，过渡期标准暂按每千瓦时0.05 元执行。此外自备电厂还需按自发自用电量缴纳政府性基金及附加、系统备用费（按并网电压等级分档确定，220 千伏为每千瓦时0.02 元）等费用。

根据山东省物价局及山东省电力企业协会的测算显示，2017 年山东省一般工商业不满1 千伏电压等级目录电价为每千瓦时0.7525 元，降低10%对应的降价标准为7.52 分。之前山东通过推进区域电网和跨省跨区输电价格改革、电网环节增值税税率调整、留抵退税返还等政策于4 月1 日、5 月1 日两次出台降价政策，目录电价每千瓦时已降低1.9 分，还需再降低5.62 分。

此次政策通过国家重大水利工程建设基金下调25％、自备电厂缴纳政策性交叉补贴、宁东直流输电价格经国家复核后的降价空间、推进统调发电机组上网电价同价、山东电网因2018 年电量增幅高于输配电价核定预期而形成的收入等多重手段，于7 月1 日、9 月1 日分别降低一般工商业目录电价2.76 分和2.86 分，累计已达7.52分的降电价目标。山东一般工商业电价各电压等级综合降幅（全口径）为10.17%，四次降价共计减轻全省工商业用户电费85.82 亿元，叠加取消临时接电费、市场化交易降低电费等政策，全年共计减轻全省工商业用电负担122.87 亿元。

本次山东降低一般工商业用电价格政策，其中要求进一步推进上网侧同网同价改革，省内燃煤发电机组现行电价高于燃煤标杆电价0.011 元及以上的，上网电价每千瓦时降低0.011 元；高于燃煤标杆电价0.011 元以下的，降至燃煤标杆电价。虽然电价政策未涉及标杆电价，但超额电价下调仍对相关电厂盈利能力有所影响。此次降价政策主要影响华电国际和华能国际两家上市公司。综合而言，华电国际约有852 万千瓦装机降价1.1 分，259.5万千瓦装机降幅在0.1 分至0.5 分之间；华能国际约有754 万千瓦装机降价1.1 分，444 万千瓦装机降幅在0.004分至1 分之间。进一步考虑降价对于两公司营收及业绩的影响，我们假定利用小时为4500 小时，同时考虑山东统调机组计划电量占发电量53%（18 年上半年数据，假定47%的市场电不受电价调整影响），结合上市公司对相关电厂的权益占比，测算结果如表3 所示。根据测算结果显示，在相关假设下，华电国际和华能国际年化归母净利润影响分别为-1.20 亿和-1.26 亿。考虑到此次降价政策自今年9 月1 日起执行，华电国际和华能国际18年归母净利受损分别为-4000 万元和-4200 万元。

自备电厂作为我国电力供需紧缺时期的特殊产物，其存在有其历史背景和合理性。但在我国电力供需由紧转松的趋势下，自备电厂调峰积极性不高、普遍欠缴政府性基金及附加、能耗及污染物排放偏高等问题逐步凸显，成为当前电力工业监管的一大难点。此前国家发改委就《燃煤自备电厂专项治理方案》征求意见，其中明确要求自备电厂需缴清政府性基金及附加和系统备用费，并承担政策性交叉补贴。此次山东作为自备电厂装机大省（火电自备电厂占全国比例约为26.5%）出台《关于完善自备电厂价格政策的通知》，明确自备电厂对于自发自用电量缴纳政府性基金及附加、系统备用费和交叉补贴，对于全国自备电厂管理整治有着示范效应。

此次山东省严格要求自备电厂缴纳相关政府性基金和交叉补贴，同时对自备电厂转公用运行给予五年阶梯式扶持电量的优惠政策。由于自备电厂经济性优势明显下滑，叠加后续环保压力影响，我们判断部分自备电厂由于容量小、能耗高、排放不达标，如果进行改造的话投资较大，很可能被纳入落后产能予以淘汰。同时也将有自备电厂转公用运行，纳入电网统一监管体系。假定山东省可能淘汰200 万千瓦自备电厂（2016 年山东自备电厂装机为3047 万千瓦），统调燃煤机组装机为6250 万千瓦（山东电力交易中心数据），统调机组利用小时按4600 小时考虑。从计算结果来看，淘汰200 万千瓦机组对统调机组利用小时提升在160-180 小时左右，转统调机组比例越高，统调机组利用小时提升也越明显。

考虑到全国降低一般工商业用电价格10%的目标已基本实现，我们判断从全国角度出发燃煤机组标杆电价不具备大规模下调的空间。在旺季煤价有所承压的情况下，我们认为火电企业底部改善的趋势已经确立，未来业绩有望迎来确定性改善。我们推荐估值相对较低的华电国际和火电盈利好转叠加在建风电机组稳健增长的福能股份，建议关注火电板块龙头华能国际。